К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.061.31(571.1)

©Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская, М. Шоелл, 1999

ПРОИСХОЖДЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ГИГАНТСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Н.Н. Немченко (ГКЗ), А.С. Ровенская (ВНИИгеосистем), М. Шоелл ("Шеврон", США)

Север Западной Сибири является одним из крупнейших газодобывающих регионов, играющих существенную роль в топливно-энергетическом балансе мира. Он прочно удерживает мировое первенство по концентрации запасов и числу уникальных, крупнейших и крупных газовых месторождений. Прогнозная оценка ресурсов газа на 01.01.93 г. составила 100 трлн м3, а утвержденные запасы промышленных категорий – 50 трлн м3. Проблема генезиса гигантских скоплений этого газоносного "полюса" до сих пор привлекает внимание ученых всего мира. Вопросы происхождения природных газов особенно активно изучались в период интенсивной разведки и подготовки месторождений к промышленному освоению (1965-1974 гг.). Именно генезис залежей газа был тогда основным вопросом, от решения которого зависели обоснование как научно-теоретических, так и прикладных аспектов поиска новых залежей, качественная и количественная оценка перспективных и прогнозных ресурсов УВ.

Уникальными месторождениями по запасам являются, трлн м3: Уренгойское – 9,5, Ямбургское – 6,0, Бованенковское – 5,0, Харасавейское – 1,5, Северо-Урен-гойское – 1,0, Медвежье – 1,0, Крузенштерновское – 1,5, Южно-Русское. – 1,0, Южно-Тамбейское – 1,5, Харампурское – 0,5, Малыгинское – 0,7, Утреннее – 0,7, Ямсовейское – 1,0, Комсомольское 0,7 месторождения.

Все газовые залежи, выявленные в пределах мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) нефтегазоносного комплекса, залегают в его верхней части – в отложениях сеномана на глубине от 400 до 1200 м непосредственно под региональной турон-палеогеновой глинистой покрышкой. Они приурочены к сводовым частям значительных по размерам (от 500 до 4000 км2) высокоамплитудных (100-200 м и более) локальных поднятий, в ряде случаев – к структурам первого порядка (Нижнепуровский, Медвежий, Ямбургский мегавалы) (рис. 1). Песчано-алевролитовая сеноманская толща является гидродинамически единой, залежи имеют массивно-пластовый характер практически с горизонтальным газоводяным контактом. Газы по составу метановые (99 %), содержание гомологов метана, представленных этаном, пропаном и бутаном, варьирует от следов до 0,3 %. В газах обнаружены следы конденсата (до 0,05 r3). На Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Ван-Еганском месторождениях установлены нефтяные оторочки. Нефть тяжелая (0,921-0,965 г/см3), высоковязкая, нафтенового состава, бензиновые фракции практически отсутствуют, содержание серы от 0,13 до 1,54 %.

По проблеме генезиса сеноманских газов были выдвинуты три принципиально различные гипотезы:

В конце 60-х – начале 70-х гг. Н.Н. Немченко, В.И. Ермаковым, В.Г. Васильевым, А.С. Ровенской и др., [1,2,4,6] было обосновано положение о том, что основным источником газа при формировании крупнейших газовых залежей на севере западной Сибири была угольная органика, содержащаяся в повышенных концентрациях в покурской серии апт-альб-сеноманского возраста. Это положение базировалось на результатах комплексных геолого-геохимических исследований, в частности на количественной оценке масштабов генерации, балансе распределения УВ-газов и их изотопном составе.

Выполненная на раннем этапе разведки газовых гигантов количественная оценка масштабов генерации газа и баланса его распределения показала, что в образовании свободных газовых скоплений в отложениях сеномана могло участвовать порядка 100-160 трлн м3 газа [2].

Ниже приведены основные положения, на которых основывался вывод о генезисе сеноманских газов из угольной органики покурской серии, и проанализированы новые данные изотопных исследований.

Угленакопление, катагенез, масштабы генерации и баланс распределения УВ-газов. Территория севера Западной Сибири в период от валанжина до сеномана испытывала преимущественно континентальный режим развития, когда существовали благоприятные условия для захоронения растительных остатков – исходного материала для массы угольного вещества, содержащегося в породах комплекса. В указанный период отмечались отдельные эпохи максимального угленакопления (баррем–апт-сеноман), которые привели к концентрированным формам скопления в виде пластов угля.

Привязка данных керна и шлама к каротажной характеристике разреза показала, что интервалы, характеризующиеся высокоомными сопротивлениями и интерпретировавшиеся ранее как пласты плотных известковых разностей, фактически соответствуют пластам угля мощностью от 1 до 5 м. Отмеченные в отложениях баррем-сеноманского возраста многочисленные пласты высокоомных сопротивлений, а также отрицательных аномалий на диаграммах гамма-каротажа (ГК), нейтронного гамма-каротажа (НГК), нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НГТ) позволили предположить большое количество концентрированных скоплений угольного вещества в виде пластов угля в рассматриваемой толще.

Число угольных пластов в большинстве скважин достигает 10-30, а их суммарная толщина – десятков метров. В толще комплекса также содержится огромная масса рассеянной угольной органики в виде прослоек, линз и мельчайшего угольного детрита в различных литологических разностях пород.

Наличие повышенных концентраций угольного вещества (как в рассеянной, так и в концентрированной форме) явилось важнейшим генетическим признаком, по которому континентальная толща покурской серии апт-сеноманского возраста отнесена к типичной угленосной формации.

Условия, благоприятные для углеобразования (теплый влажный климат и бурное развитие растительности), существовали на территории Надым-Тазовского междуречья, полуостровов Ямал и Гыдан, а также в пределах акватории Карского моря на протяжении всего раннемелового–сеноманского периода, что привело к формированию крупного угольного бассейна.

Степень катагенеза углей, определенная по отражательной способности витринита Ra (%) по образцам, отобранным из различных горизонтов неоком-сеноманского комплекса, колеблется от 5,7 до 7,5, что соответствует стадиям преобразования углей от бурой до длиннопламенной.

Суммарное содержание угольного вещества в толще комплекса оценивается в 15,5 -1012 т, из которых 6,9 -1012 т в отложениях покурской серии (апт – альб – сеноман) имеют буроугольную стадию катагенеза и 8,6 -1012 т в отложениях готерив-баррема – начальную длиннопламенную стадию.

С учетом различных оценок масштабов генерации газов в угленосных бассейнах б. СССР и мира, основанных на физико-химических расчетах и многочисленных анализах угля (К. Паттейский, Х. Юнтген, А. Карвейль, В.П. Козлов, Л.В. Токарев, В.А. Успенский, В.И. Ермаков), было принято, что количество метана, генерируемое угольным веществом на буроугольной стадии катагенеза, в среднем составляет 68 м3/т, на длиннопламенной – 168 м3/т. Как показали расчеты, общий объем газа, образовавшегося в отложениях мелового комплекса, можно оценить величиной около 1900 трлн м3. При этом объем газа, генерированного рассеянным угольным веществом, составляет 1490 трлн м3, а угольными пластами – 410 трлн м3.

Оценены возможные пути распределения газа в процессе геологического развития территории (табл. 1):

общее количество метана, сорбированное угольным веществом и породами усть-тазовской серии, составляет 300 трлн м3;

потери газа в атмосферу вследствие гидрогеологической раскрытости, происходившие до формирования турон-палеогеновой экранирующей толщи, можно оценить в 1200 трлн м3;

количество метана, растворившееся в пластовых водах, составляет 200 трлн м3 (с учетом фактических данных по газонасыщенности пластовых вод);

рассчитанные по методике В.А. Соколова потери газа в результате диффузии через покрышку, период существования которой не превышает 70-80 млн лет, могли составить 150 трлн м3.

Выполненная оценка масштабов генерации и баланса распределения УВ-газов показала, что в формировании газовых скоплений могло участвовать ~ 100-160 трлн м3 газа (см. табл.1). Если принять общий объем газа, образовавшегося в отложениях комплекса, за 100 %, то в свободную фазу могло выделиться до 15 % объема газа (табл. 2).

Оценка масштабов генерации УВ-газов на отдельных этапах геологической истории позволила оценить с генетических позиций возможный диапазон времени формирования залежей. Газовые залежи в отложениях мелового комплекса на севере Западной Сибири начали формироваться с турон-сантонского времени. Наибольшая интенсивность в образовании новых и пополнении газом возникших ранее газовых залежей отмечалась в палеоцен-раннеолигоцен-раннечетвертичное время. Закончилось формирование газовых залежей в позднеолигоцен-раннечетвертичное время.

"Молодой" возраст газовых залежей в отложениях сеномана согласуется с выводами, полученными при рассмотрении аргона в природных газах как показателя времени их формирования (с учетом поправки на радиогенную составляющую). Упругость газа в залежах, рассчитанная по воздушному аргону, позволяет определить палеодавления, при которых газ выделялся из воды в свободную фазу, и, следовательно, время поступления газа в залежь (табл. 3).

Изотопный состав углерода природных газов сеноманских отложений. Изотопный состав углерода метана газов газовых залежей апт-альб-сеноманского комплекса характеризуется значениями d от -58,3 до -64,7 ‰, что указывает на повышенное содержание "легкого" изотопа 12С (табл. 4). Было отмечено исключительное сходство природных газов месторождений северных районов Западной Сибири (по рассматриваемому показателю) с болотными газами. Изотопный состав углерода современных болотных газов, связанных с торфяной стадией преобразования растительной органики на фоне активных биохимических процессов, колеблется от -52 до -80 . Низкая стадия катагенеза ОВ гумусового типа в апт-альб-сеноманском комплексе – буроугольная – начальная длиннопламенная – свидетельствует о том, что условия газообразования, сопровождавшего процесс углефикации, были близки к таковым современных болот. Иными словами, природные газы, связанные с покурской серией, по соотношению изотопов углерода находят свое место в ряду газов, образовавшихся в результате углефикации растительной органики на ее ранних стадиях.

Данные по изотопному составу УВ-газов более глубоких горизонтов валанжина и юры противоречат предположению о миграции газа из отложений, подстилающих породы покурской серии. Метан этих газов резко отличается повышенным содержанием тяжелого изотопа 13С, а значение d колеблется от -38,5 до -45,6 , что свидетельствует о самостоятельности процессов газообразования и газонакопления в этих отложениях. Главным источником газа, накопившегося в газовых залежах севера Западной Сибири, явилась угольная органика неоком-сеноманского комплекса, находящаяся на буроугольной стадии катагенеза.

Обособленную группу составили газы Тазовского, Русского и Мессояхского газонефтяных месторождении, отличающиеся от газов чисто газовых залежей более "тяжелым" изотопным составом углерода (8 от -47,9 до -50,9 ) и значениями диагностических коэффициентов С2Н63Н8+в, uзо-C4H10/н-C4H10, характерными для газов нефтяных и нефтегазовых месторождений. Это позволило увидеть в них черты газов нефтяного ряда (табл. 5).

Наличие рассредоточенной нефти в пределах газовой части залежей и специфичный состав газа позволили предположить двухэтапное формирование газонефтяных месторождений северных районов Западной Сибири.

На первом этапе (поздний мел – палеоген) в сводовых частях поднятий аккумулировалась нефть с образованием залежей массивного типа. На втором этапе, в неоген-олигоценовое время, в результате общего регионального подъема территории и снижения пластовых температур, связанного с распространением вечной мерзлоты, создались условия для выделения газа из пластовых вод покурской серии в свободную фазу. Эти газы, генерированные в основном угольным веществом, по мере поступления в ловушки вытесняли нефть из перового пространства песчано-алевритовых пород, что привело к образованию нефтяных оторочек. Часть нефти, особенно в породах с низкими коллекторскими свойствами, в остаточном состоянии сохранилась в пределах сформировавшихся газовых шапок. Более "тяжелый" изотопный состав углерода в газах Тазовского, Русского, Мессояхского месторождений по сравнению с таковым чисто газовых залежей можно объяснить процессом смешения газов различного генезиса. Если на рассматриваемых площадях первоначально были сформированы нефтяные залежи, то некоторое количество газа с "тяжелым" углеродом поступило в ловушки совместно с нефтью. Впоследствии эти залежи аккумулировали газы с "легким" углеродом покурской толщи. В процессе оттеснения нефти из сводовых частей структур произошло смешение газов и их "утяжеление" по сравнению с газами чисто газовых залежей сеноманской толщи. Таким образом, более "тяжелый" изотопный состав углерода может свидетельствовать о наличии в залежи нефти, что и было подтверждено при разведке Русского и Мессояхского месторождений.

Рассмотрение происхождения и условий формирования газовых и газонефтяных залежей неоком-сеноманского комплекса показало, что газовые залежи генетически не связаны с подстилающими их нефтяными оторочками. Процессы газо- и нефтеобразования в отложениях комплекса проходили самостоятельно.

Приуроченность газовых скоплений к угленосным отложениям, особенности состава природных газов, практически лишенных тяжелых УВ, близкие абсолютные значения изотопного состава углерода метана газовых залежей и болотных газов, масштабы генерации и баланс их распределения – все это свидетельствует о том, что основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях сеномана явилось угольное вещество ранних стадий катагенеза.

Новые аналитические данные по изотопному составу природных газов. В последнее время среди зарубежных исследователей значительно возрос интерес к проблеме генезиса гигантских скоплений природного газа на севере Западной Сибири, вновь вызвав дискуссию относительно основных положений геохимии образования газов. Результаты изотопных исследований, проведенных в 60–70-х гг., были дополнены новейшими данными [7, 8]. По инициативе авторов статьи в лаборатории изотопного анализа компании "Шеврон" (США) М. Шоеллом были проанализированы 123 пробы газа из 42 месторождений севера Западной Сибири, отобранные с помощью пробоотборников, рассчитанных на высокое давление. Дополнительное изучение изотопного состава было организовано специально с целью исключения возможных ссылок на недостоверность ранее полученных результатов.

Новые данные по изотопному составу углерода и водорода метана газов из различных продуктивных горизонтов, от сеномана до палеозоя, показывают закономерное "утяжеление" изотопного состава вниз по разрезу (табл. 6, рис. 2). Так, газы газовых залежей сеноманского продуктивного горизонта характеризуются значениями d13ССH4 от -50,86 до -65,36 и dDCH4 от -249,3 до -237,5 ‰; газы нижнемеловых отложений соответственно от -41,82 до -34,3 и от -237,8 до -213,9 ; газы юрских отложений – от -36,56 до -33,34 и от -235 до -208,8 ; газы палеозойских отложений – от -33,87 до -32,25 и от -209,5 до -206,6 ‰.

В разрезе мезозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна установлена вертикальная зональность в распределении залежей различного фазового состояния [1, 2]. Выделяются шесть зон:

1) преимущественно газоносная, с которой связаны основные залежи газа в апт-альб-сеноманских отложениях;

2) газоконденсатнонефтяная с газоконденсатными и нефтегазоконденсатными залежами в валанжин-нижнеаптских отложениях;

3) преимущественно нефтяная с нефтяными и газонефтяными скоплениями в берриас-валанжинских отложениях;

4) нефтегазоконденсатная с залежами газоконденсата и легкой нефти в верхне- и среднеюрских отложениях;

5) газоконденсатная – глубокие горизонты средней и нижней юры;

6) предполагаемая газовая в палеозойских отложениях.

Зональность носит генетический характер. Данные по распределению изотопного состава углерода и водорода метана природных газов отражают вертикальную генетическую зональность УВ-систем, прослеживаемую от первой, низкотемпературной, газовой зоны в апт-альб-сеномане до высокотемпературной газовой зоны в палеозойских отложениях, предположительно вскрытой на Новопортовском месторождении, где получен газ метанового состава с содержанием тяжелых УВ не более 0,5%. Первая зона характеризуется "легким" изотопным составом углерода (d13С от -50,86 до -65,36 ‰) и водорода (dD от -237 до -249 ), последняя – "тяжелым" изотопным составом углерода (d13С от -33,8 до -32,2 ) и водорода (dD от -209,5 до -206,6 ). Наиболее полно установленная зональность прослеживается в пределах Ямальской НГО, для которой характерны широкий стратиграфический диапазон продуктивности от сеномана до палеозоя и увеличение доли жидких УВ в общем объеме запасов. Этаж нефтегазоносности здесь варьирует от первых сотен метров (Байдарацкое, Восточно-Бованенковское) до 3500 м и более (Бованенковское, Малыгинское, Новопортовское).

Новый аналитический материал по изотопной характеристике природных газов подтверждает высказанное ранее представление о самостоятельности процессов газообразования и газонакопления в меловом и юрском нефтегазоносных комплексах и отсутствии процессов вертикальной миграции при формировании крупнейшей газовых скоплений в отложениях сеномана.

Изотопный состав углерода метана газов большинства газовых залежей апт-альб-сеноманского комплекса со значениями d от -50,86 до -56,46 %0 указывает на повышенное содержание легкого изотопа 12С. Еще более "легкий" изотопный состав углерода имеют газы Малыгинского и Западно-Сеяхинского месторождений – соответственно -61,41 и -65,36 ‰ (табл. 7). Такая же закономерность отмечается и для изотопного состава водорода метана: от -233,8 до -237,5 для большинства газовых месторождений и от -240,9 до -249,3 %0 для Ма-лыгинского и Западно-Сеяхинского месторождений (см. табл. 5, 6).

Обособленную группу составляют газы Тазовского и Пангодинского газонефтяных месторождений, характеризующиеся более "тяжелым" изотопным составом углерода - от -42,46 до -43,8 , свидетельствующим о наличии нефтяной залежи (табл. 8). Следует отметить, что наличие нефтяной оторочки, прогнозировавшееся по данным изотопного анализа на Пангодинском месторождении, было подтверждено при его разведке. Так, в скв. 66 в интервале 1245-1277 м получена нефть нафтенового состава плотностью 0,923 г/м3, с содержанием асфальтенов 0,2 %, смол – 4,94 %, серы - 0,23 %.

Новые данные, хотя и имеют некоторые отличия абсолютных значений от предыдущих оценок, в целом подтверждают ранее установленные закономерности: "легкий" изотопный состав углерода метана сеноманских залежей свидетельствует о генерации газов из ОВ на ранней стадии катагенеза, а более "тяжелый" – о наличии нефтяной оторочки.

Как установлено многочисленными исследователями, процесс углефикации сопровождается образованием наряду с метаном углекислого газа (СО2), причем на ранних стадиях углефикации (торфяной и буроугольной) генерируется большое количество СО2. По данным К. Паттейского, с увеличением степени углефикации от буроугольной стадии до антрацитовой количество метана возрастает от 68 до 278 м3, а СО2 сокращается со 167 до 125 м3 на 1 т угля.

По мнению М. Шоелла, поскольку на буроугольной стадии катагенеза ОВ покурской серии метан по сравнению с СО2 генерировался в подчиненных количествах, основной объем метана в газах сеномана мог образоваться в результате бактериального восстановления СО2. По мнению других авторов статьи, такой процесс образования метана, вероятно, мог иметь место, однако вряд ли протекал в масштабах, которые могли бы привести к генерации гигантских количеств газа, содержащихся в сеноманских залежах.

Выполненная оценка масштабов и баланса распределения УВ-газов, показавшая, что в формировании свободных газовых скоплений могло участвовать ~ 100-160 трлн м3 газа, и совпадающая с современной оценкой потенциальных ресурсов газа – 100 трлн м3, а также "легкий" изотопный состав углерода метана, свидетельствующий о генерации газа на ранних стадиях катагенеза, подтвердили существование тесной связи формирования крупнейшей зоны преимущественного газонакопления на севере Западной Сибири с развитием угленосной формации апт-сеноманского возраста.

Объема метана, образовавшегося в процессе катагенеза ОВ из угленосных отложений мелового комплекса, вполне достаточно для формирования гигантских газовых месторождений Западной Сибири. Основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях сеномана явилось ОВ гумусового типа буроугольной стадии катагенеза, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород покурской свиты. Комплексный анализ геолого-геохимических показателей позволяет установить "молодое" время формирования газовых залежей (палеоцен-раннечетвертичное).

В настоящее время поисково-разведочные работы ведутся на акватории Карского моря, где открыты крупнейшие и гигантские газовые месторождения в отложениях сеномана (Русановское, Ленинградское), которые по своим запасам стоят в одном ряду с гигантскими газовыми месторождениями Ямала. Потенциальные запасы газа в этих и других, еще не разбуренных, структурах акватории оцениваются от 15 до 20 трлн м3. Эти структуры представляют собой важнейший объект разведочных работ в XXI в. Поскольку покурская угленосная толща простирается к северу, в сторону акватории Карского моря, то разработанные положения о генезисе газа в больших количествах из угленосных отложений, методика количественной оценки масштабов генерации и баланса распределения УВ-газов, установление вертикальной зональности изотопного состава углерода и водорода метана и возможность раздельного прогноза УВ-систем по геолого-геохимическим показателям могут быть применены в этом новом высокоперспективном регионе.

Литература

  1. Аргон в природных газах месторождений севера Западной Сибири как показатель времени их формирования / И.И. Нестеров, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская, К.А. Шпильман // Геология нефти и газа. – 1977. – № 6. – С. 29-31.
  2. Немченко Н.Н. Геологическое строение, условия формирования и размещения крупных месторождений газа в апт-альб-сеноманском комплексе Западной Сибири: Автореф. дис... канд. геол.-минер. наук. – М., 1974.
  3. Немченко Н.Н. Раздельный прогноз углеводородных систем Западной Сибири. Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук. – М., 1991.
  4. Немченко Н.Н., Ровенская А.С. Углистое вещество как возможный источник газа при формировании газовых месторождений севера Тюменской области // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. – 1968. - № 1.
  5. О происхождении природного газа месторождений севера Западно-Сибирской низменности / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, В.С. Лебедев, Н.Н. Немченко и др. // Геология нефти и газа. - 1970. - № 4. - С. 20-26.
  6. Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.С. Лебедев, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская и др. // Докл. АН СССР. - 1972. - Т. 206, № 3. -С. 713-715.
  7. Origin of natural gases of giant gas fields of West Siberia in the light of new data. EAGE / A. Rovenskaya, M. Schoell, N. Nemchenko, F.Picha // 59th Conference, Geneva, Switzerland, 1997.
  8. The Giant Gas Deposits in West Siberia: New Aspects of their Genesis / M. Schoell, F. Picha, A. Rovenskaya, N. Nemchenko // 18th International meeting on organic geochemistry. – Maastricht (Netherlands), 1997.

Abstract

Recently among foreign researchers increasing emphasis is being placed on a problem of genesis of giant natural gas accumulations on the north of West Siberia – in some way, a gas-bearing pole.

During intensive exploration and preparation of fields for production development it was substantiated that main gas source when forming the largest gas pools on the north of West Siberia was a coal organics containing in increased concentrations in Pokur series of Aptian-Albian-Senomanian age. Validity of these conclusions is confirmed by present-day data.

In isotope analysis laboratory of Shevron company (USA), Mr.Shoell has analysed 123 gas samples from 42 fields of northern West Siberia. Additional studies of isotope composition were specially arranged to exclude possible references on uncertain results of isotope studies carried out in 60-70 years.

Confinement of gas accumulations to coal-bearing deposits, some features of natural gas composition, practically without heavy hydrocarbons and enriched by light isotopes of carbon and methane hydrogen, similar absolute values of isotope composition of methane carbon of gas pools and marsh gases, pronounced differences in composition and 13C of methane of Senomanian gases and рге-Senomanian deposits, a scale of generation and a balance of their distribution suggest that main gas source in forming gas pools in Senomanian deposits was an organic matter of humus type of catagenetic lignite stage which coalified remains saturate all the sequence of Pokur series.

Таблица 1 Баланс распределения УВ-газов

Этап генерации

Время,млн лет

Стадия углефикации

Всего генерировано газа, трлн м3

Баланс распределения газа, трлн м3

дегазация в атмосферу

потери при диффузии

сорбировано угольным веществом и породами

растворено в пластовых водах

свободная газовая фаза

Валанжин-сеноманский

135-90

Б13

1450

1200

-

250

-

-

Турон-сантонский

90-83

Б13

90

-

-

10

80

-

Кампан-датский

83-67

Б1

80

-

2-5

12

50

10-15

Палеоцен-раннеолигоце-новый

67-37

Б1-Г-Ж

280

-

80-100

25

80

50-75

Четвертичный

37-0

Б1-Г-Ж

-

-

20-50

-

-

40-70

Итого в меловой период

   

1620

1200

2-5

272

130

10-15

Итого в палеоцен-четвертичное время

   

280

-

100-150

25

80

90-145

Всего

   

1900

1200

100-150

300

210

100-160

Таблица 2

Распределение газов первоначальной генерации на различных этапах, % от общего количества генерированного газа

Этап генерации

Стадия углефикации

Генерированный газ

Баланс генерированного газа

Аккумулированный в залежах

Коэффициент аккумуляции

дегазированный в атмосферу

потерянный при диффузии

сорбированный

растворенный в пластовых водах

свободной фазы

Валанжин-сеноманский

Б13

75,0

57,0

-

13,0

5,0

-

-

-

Турон-сантонский

Б13

5,0

-

-

0,5

1,5

3,0

0,75

0,3

Кампан-датский

Б1

4,0

-

0,25

0,5

0,25

3,0

1,0

0,3

Палеоцен-раннеолигоценовый

Б1

15,0

-

5,0

1,25

0,75

8,0

5,0

0,8

Позднеолигоценовый

Б1

1,0

-

-

-

-

1,0

1,0

1,0

Таблица 3 Время формирования газовых залежей по данным изотопного состава аргона

Месторождение

Содержание аргона в газе, об. %

Содержание воздушного аргона

Давление, при котором газ поступил в залежь, МПа

Время поступления газа в залежь

%

об. %

Уренгойское

0,019

91,0

0,017

5,6

Палеоцен

Медвежье

0,012

92,0

0,010

10,0

Ранний олигоцен – эоцен

Комсомольское

0,019

90,0

0,017

5,5

Эоцен

Вынгояхинское

0,018

94,0

0,017

5,5

Эоцен

Губкинское

0,020

90,0

0,018

5,2

Ранний олигоцен – эоцен

Вэнгапуровское

0,020

90,0

0,018

5,2

Поздний эоцен

Таблица 4 Изотопный состав углерода метана газов сеноманских и валанжин-юрских отложений (1970)

Месторождение

Номер скважины

Интервал перфорации, м

Состав газа, %

d13ССН4, ‰

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

C5H12

СO2

N2

Сеноманские отложения

Уренгойское

5

1117-1128

98,9

0,15

0,001

0,001

-

0,37

0,5

-59

9

1222-1250

98,2

0,21

0,006

0,001

-

0,16

1,4

-59,2

Медвежье

1

1122-1132

98,4

0,08

0,001

0,002

-

0,13

1,3

-58,3

Заполярное

24

1255-1275

98,9

0,07

0,010

0,010

-

0,13

0,9

-60,3

Губкинское

12

772-782

98,4

0,13

0,010

0,001

-

0,15

1,7

-61,1

Комсомольское

7

971-977

98,5

0,17

0,010

0,002

-

0,20

1,1

-64,7

Вынгаяхинское

3

794-796

97,5

0,07

0,001

-

-

0,21

2,2

-67,8

Вынгапуровское

1

986-994

97,4

0,16

0,006

-

-

0,42

2,00

-60,0

Арктическое

3

684-694

97,1

0,10

0,010

0,040

-

0,26

2,50

-61,7

Валанжинские и юрские отложения

Уренгойское, K1v

1

3015-3030

87,0

6,22

3,10

1,05

0,30

0,12

1,00

-42,8

Новопортовское, K1v

77

1818-1835

88,5

4,80

1,70

0,20

0,10

0,51

3,64

-45,6

Тазовское, J2

29

3701-3710

88,8

5,53

2,50

0,72

0,29

0,41

1,75

-44,2

Мессояхинское, J2

1

2614-2632 2639-2648

92,5

5,31

0,76

0,16

0,04

0,69

0,20

-38,5

Таблица 5 Характеристика природных газов газонефтяных и газовых залежей сеноманских отложений (1971)

Месторождение

S тяжелых УВ, %

С2Н63Н8

изо-С4Н10/н-С4Н10

d13ССН4, ‰

Газовые залежи

Север Западной Сибири

0,03-0,06

10-80

1,0-1,6

-58,3 ... -64,7

Газонефтяные залежи

Тазовское

0,09-0,25

0,6-1,6

0,5

-50,9

Русское

0,07-0,24

0,6-1,5

0,5

-48,4

Мессояхское *

0,08

2,0-7,0

-

-47,9

* Газовая залежь с установленной нефтяной оторочкой.

Таблица 6

Изотопный состав углерода и водорода метана природных газов из продуктивных горизонтов месторождений севера Западной Сибири (интервалы значений)

Месторождение

Фазовое состояние

Тпл, °С

Глубина, м

S тяжелых УВ, %

d13CСН4, ‰

dDCH4. ‰

Сеноманский комплекс

Малыгинское, Западно-Сеяхинское (Ямал)

г

23-24

980-1081

0,16-0,31

-61,41...-65,36

-240,9...-249,3

Арктическое, Харасавейское, Крузенштерновское (Ямал), Ван-Еганское (Надым-Пур)

Г

22-28

735-960

0-0,11

-53,45...-56,46

-233,8. ..-237,5

Уренгойское, Северо-Уренгойское, Ямбургское, Ямсовейское, Пырейное, Песцовое, Юрхаровское (Надым-Пур)

Г

30-37

1043-1350

0-0,56

-50,86...-56,11

-204,5...-218,7

Тазовское (Пур-Таз), Пангодинское (Надым-Пур)

ГН

12-39

1100-1268

0-2,56

-42,46...-43,76

-218,8...-226,8

Нижнемеловой комплекс (верхняя часть)

Малыгинское, Бованенковское (Ямал)

г

31,8-63,0

1010-2257

0,84-5,64

-40,40.. .-44,81

-233,0...-235,0

Гыданское (Гыдан)

Г

34,5

1522

0,72

-48,51

-227,9

Минховское (Гыдан)

г

45

1794-1799

2,96

-39,18

-222,0

Бованенковское, Южно-Тамбейское, Тасийское (Ямал)

ГК

40-46

1465-2289

2,94-8,49

-40,80...-44,39

-230,0. ..-249,3

Верхне-Тиутейское (Ямал), Южно-Русское, Лодочное (Пур-Таз)

ГК, НГК, ГН

38-55

1586-1955

0,22-2,30

-45,73...-47,47

-223,3. ..-224,9

Нижнемеловой комплекс (нижняя часть)

Ямбургское, Уренгойское, Восточно-Уренгойское, Ямсовейское, Восточно-Таркосалинское (Надым-Пур)

ГК, НГК

57-95

2602-3341

6,18-23,91

-38,49...-41,82

-238,2 ...-247,8

Харасавейское, Арктическое, Новопортовское (Ямал), Уренгойское, Юрхаровское, Ен-Яхин-ское, Самбургское, Песцовое (Надым-Пур)

НГК

62,5-93

1836-3380

1,32-12,16

-38,00...-41,31

-207,2...-230,7

Южно-Тамбейское (Ямал), Ямбургское, Юрхаровское, Северо-Уренгойское, Уренгойское (Надым-Пур), Заполярное (Пур-Таз)

ГК, НГК

66,0-82,6

2546-3180

1,39-15,4

-35,09...-38,78

-226,8...-237,5

Харасавейское, Бованенковское (Ямал), Уренгойское (Надым-Пур)

НГК

65-95

1942-2932

4,09-17,36

-36,6б...-3б,85

-214,2...-224,7

Ямбургское, Ямсовейское, Уренгойское (Надым-Пур)

ГК, НГК

79-84

2730-3250

6,20-12,75

-34,30...-34,80

-237,7...-241,7

Южно-Мессояхское (Гыдан), Юрхаровское, Ямбургское, Северо-Уренгойское (Надым-Пур)

гк

69,5-87

2850-3250

1,36-8,40

-34,30...-34,85

-232,1. ..-237, 7

Заполярное (Пур-Таз)

НГК

87

3350-3363

6,73

-33,45

-224,8

Юрский комплекс

Еты-Пурское (Надым-Пур) Ново-Часельское (Пур-Таз), J3

НГ

83-101

2907-3058

10,50-26,10

-40,70. ..-42,88

-257,7. ..-258,0

Малыгинское, Бованенковское, Новопортовское (Ямал), J1 +J2

ГК, НГК

62-115

2002-3593

6,05-7,60

-35,62...-36,64

-216,9. ..-235,0

Новопортовское (Ямал), J1 +J2

ГК, НГ

64,0-77,3

2040-2466

2,95-9,20

-33,34...-36,54

-208,8...-209,5

Палеозойский комплекс

Новопортовское (Ямал)

ГК

80

3500

0,5

-32,25...-33,87

-206,6...-209,5

Примечание. Залежи: Г - газовая, ГК - газоконденсатная, НГК - нефтегазоконденсатная, ГН - газонефтяная, НГ - нефтегазовая.

Таблица 7 Изотопный состав углерода метана газов в газовых залежах сеноманских отложений

Месторождение

Номер скважины

Интервал перфорации, м

Состав газов, %

d13Ссн4,‰

СН4

С2Н6

С3Н8

C4H10

СO2

N2

Не

Ar

Н2

Малыгинское

16

1073-1081

97,85

0,165

Сл.

-

0,08

1,86

0,015

0,026

-

-65,36

Западно-Сеяхинское

47

980-985

97,86

0,100

0,080

0,130

-

1,80

-

0,030

-

-61,41

Харасавейское

3

750-755

98,56

_

-

-

0,14

1,24

0,008

0,060

0,008

-54,30

Крузенштерновское

44

794-799

98,92

-

-

-

0,22

0,82

0,011

0,030

-

-54,30

Арктическое

7

735-741

95,88

0,010

0,010

0,006

0,40

3,60

0,032

0,047

0,019

-56,46

Ямбургское

6

1144,5-1154,0

97,77

0,150

0,070

-

0,40

1,59

0,008

-

-

-54,76

Юрхаровское

100

1102-1111

99,13

-

-

-

0,03

0,81

0,013

0,020

-

-53,07

Северо-Уренгойское

74

1208-1212

99,20

0,004

0,001

-

-

0,80

0,014

0,007

0,001

-53,56

Песцовое

3

1260-1268

98,10

0,340

0,160

0,054

0,09

1,23

0,017

0,010

-

-52,63

Уренгойское

80

1043-1247

99,18

-

-

-

-

0,80

0,013

0,008

0,003

-51,00

••

91

1250-1350

97,43

Сл.

-

-

0,13

2,40

0,006

0,040

0,002

-54,42

••

9

1101-1251

99,28

-

-

-

-

0,65

0,013

0,062

-

-50,86

Пырейное

104

1297-1301

98,49

0,190

0,012

-

0,02

1,26

0,011

0,018

-

-53,19

Ямсовейское

18

1090-1200

98,23

0,120

0,241

-

0,36

0,90

0,003

0,010

0,132

-56,11

Ван-Еганское

131

953-960

97,03

0,110

-

-

0,50

2,30

0,022

-

0,040

-53,45

Таблица 8 Характеристика природных газов газонефтяных и газовых залежей сеноманских отложений

Месторождение

S тяжелых УВ, %

С2Н63Н8

изо-С4H10/н-С4Н10

d13Сcн4, ‰

Газовые залежи

Север Западной Сибири

0,03-0,06

10-80

1,0-1,6

-50,86...-56,46

Газонефтяные залежи

Тазовское

0,10-0,20

0,9-1,0

0,6

-43,11

0,15-0,18

0,8-1,2

0,5

-42,46

Пангодинское

0,56

1,6-2,0

-

-43,8

Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1 – преимущественно песчано-алевритовые отложения; 2 – песчано-алевритовые отложения с прослоями глинистых пород; 3 – глинистые отложения с прослоями песчано-алевритовых пород; 4 – преимущественно глинистые отложения; 5 – кремнистые аргиллиты; 6 – битуминозные аргиллиты; 7 – четвертичные отложения; 8 – ортоплатформенный палеозойский чехол; 9 – фундамент; залежи УВ: 10 – газовые, 11 – газоконденсатные, 12 – нефтяные, 13 – газонефтяные, 14 – газоконденсатнонефтяные

Рис. 2. ИЗОТОПНЫЙ СОСТАВ УГЛЕРОДА МЕТАНА ГАЗОВ СЕНОМАНСКОГО (А), ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ НИЖНЕМЕЛОВОГО (б), НИЖНЕЙ ЧАСТИ НИЖНЕМЕЛОВОГО (В), ЮРСКОГО И ПАЛЕОЗОЙСКОГО (Г) ПРОДУКТИВНЫХ КОМПЛЕКСОВ

Месторождения Ямало-Гыданской НГО: 1 – Малыгинское, 2 – Западно-Сеяхинское, 3 – Харасайвейское, 4 – Крузенштерновское, 5 – Бованенковское, 6 – Верхне-Тиутейское, 7 – Южно-Тамбейское, 8 – Тасийское, 9 – Арктическое, 10 – Новопортовское, 11 – Гыданское, 12 – Минховское, 13 – Южно-Мессояхское; Надым-Пурской НГО: 14 – Ямбургское, 15 – Юрхаровское, 16 – Северо-Уренгойское, 17 – Тояхское, 18 – Песцовое, 19 – Ен-Яхинское, 20 – Уренгойское, 21 – Восточно-Уренгойское, 22 – Самбургское, 23 – Пырейное, 24 – Южно-Пырейное, 25 – Пангодинское, 26 – Ямсовейское, 27 – Восточно-Таркосалинское, 28 – Еты-Пурское, 29 – Ван-Еганское; Пур-Тазовской НГО: 30 – Тазовское, 31 – Заполярное, 32 – Южно-Русское, 33 – Береговое, 34 – Северо-Часельское, 35 – Новочасельское, 36 – Лодочное